Generatorschwungradeffekt und Stabilität des Turbinenreglersystems

Generatorschwungradeffekt und Stabilität des TurbinenreglersystemsGeneratorschwungradeffekt und Stabilität des TurbinenreglersystemsGeneratorschwungradeffekt und Stabilität des TurbinenreglersystemsGeneratorschwungradeffekt und Stabilität des Turbinenreglersystems
Große moderne Wasserkraftgeneratoren haben eine kleinere Trägheitskonstante und können Probleme hinsichtlich der Stabilität des Turbinenregelsystems haben.Dies ist auf das Verhalten des Turbinenwassers zurückzuführen, das aufgrund seiner Trägheit beim Betätigen von Regeleinrichtungen zu Wasserschlägen in Druckleitungen führt.Diese wird im Allgemeinen durch die hydraulischen Beschleunigungszeitkonstanten charakterisiert.Im isolierten Betrieb, wenn die Frequenz des gesamten Systems durch den Turbinenregler bestimmt wird, wirkt sich der Wasserschlag auf die Drehzahlregelung aus und die Instabilität tritt als Pendeln oder Frequenzschwingen auf.Für den Verbundbetrieb mit einem großen System wird die Frequenz durch letzteres im Wesentlichen konstant gehalten.Der Wasserschlag wirkt sich dann auf die dem System zugeführte Leistung aus und Stabilitätsprobleme treten nur dann auf, wenn die Leistung in einem geschlossenen Regelkreis geregelt wird, dh im Fall von Hydrogeneratoren, die an der Frequenzregelung teilnehmen.

Die Stabilität des Turbinenreglergetriebes wird stark durch das Verhältnis der mechanischen Beschleunigungszeitkonstante zur hydraulischen Beschleunigungszeitkonstante der Wassermassen und durch die Verstärkung des Reglers beeinflusst.Eine Verringerung des obigen Verhältnisses wirkt destabilisierend und erfordert eine Verringerung der Reglerverstärkung, was die Frequenzstabilisierung beeinträchtigt.Dementsprechend ist eine minimale Schwungradwirkung für rotierende Teile einer Hydroeinheit erforderlich, die normalerweise nur im Generator bereitgestellt werden kann.Alternativ könnte die mechanische Beschleunigungszeitkonstante durch das Vorsehen eines Druckentlastungsventils oder eines Ausgleichsbehälters usw. reduziert werden, aber es ist im Allgemeinen sehr kostspielig.Ein empirisches Kriterium für die Drehzahlregelfähigkeit einer Wasserkraftanlage könnte auf dem Drehzahlanstieg der Einheit beruhen, der bei Abschaltung der gesamten Nennlast der unabhängig arbeitenden Einheit erfolgen kann.Für die Leistungseinheiten, die in großen Verbundnetzen betrieben werden und zur Regulierung der Netzfrequenz erforderlich sind, wurde der oben berechnete prozentuale Geschwindigkeitsanstiegsindex als nicht größer als 45 Prozent angesehen.Für kleinere Systeme sind kleinere Drehzahlerhöhungen vorzusehen (siehe Kapitel 4).

Längsschnitt vom Einlauf bis zum Kraftwerk Dehar
(Quelle: Beitrag des Autors – 2. Weltkongress, International Water Resources Association 1979) Für das Kraftwerk Dehar wird das hydraulische Druckwassersystem gezeigt, das den Ausgleichsspeicher mit dem Kraftwerk verbindet, bestehend aus Wassereinlass, Drucktunnel, Ausgleichsbehälter und Druckleitung .Durch die Begrenzung des maximalen Druckanstiegs in den Druckrohren auf 35 Prozent errechnet sich der geschätzte maximale Drehzahlanstieg der Einheit bei Abwurf der Volllast auf etwa 45 Prozent bei geschlossenem Regler
Zeit von 9,1 Sekunden bei einer Nennförderhöhe von 282 m (925 ft) mit dem normalen Schwungradeffekt der rotierenden Teile des Generators (dh nur aufgrund von Überlegungen zum Temperaturanstieg festgelegt).In der ersten Betriebsstufe wurde ein Geschwindigkeitsanstieg von nicht mehr als 43 Prozent festgestellt.Dementsprechend wurde angenommen, dass ein normaler Schwungradeffekt zum Regulieren der Frequenz des Systems ausreichend ist.

Generatorparameter und elektrische Stabilität
Die stabilitätsrelevanten Parameter des Generators sind Schwungradeffekt, transiente Reaktanz und Kurzschlussverhältnis.In der Anfangsphase der Entwicklung eines 420-kV-EHS-Systems wie in Dehar können Stabilitätsprobleme aufgrund des schwachen Systems, des niedrigeren Kurzschlusspegels, des Betriebs mit führendem Leistungsfaktor und der Notwendigkeit der Wirtschaftlichkeit bei der Bereitstellung von Übertragungsausgängen und Befestigungsgrößen kritisch sein Parameter der Erzeugungseinheiten.Vorläufige transiente Stabilitätsstudien mit einem Netzwerkanalysator (unter Verwendung einer konstanten Spannung hinter transienter Reaktanz) für das Dehar-EHV-System zeigten auch, dass nur eine marginale Stabilität erreicht werden würde.In der frühen Phase des Entwurfs des Dehar-Kraftwerks wurde in Betracht gezogen, Generatoren mit normaler Leistung zu spezifizieren
Eigenschaften und das Erreichen von Stabilitätsanforderungen durch Optimieren von Parametern anderer beteiligter Faktoren, insbesondere des Erregungssystems, wäre eine wirtschaftlich billigere Alternative.In einer Studie des britischen Systems wurde außerdem gezeigt, dass sich ändernde Generatorparameter vergleichsweise viel weniger auf die Stabilitätsmargen auswirken.Dementsprechend wurden für den Generator normale Generatorparameter wie im Anhang angegeben angegeben.Die durchgeführten detaillierten Stabilitätsstudien sind angegeben

Leitungsladekapazität und Spannungsstabilität
Entfernt angeordnete Wasserkraftgeneratoren, die zum Laden langer unbelasteter HöS-Leitungen verwendet werden, deren Lade-kVA größer ist als die Leitungsladekapazität der Maschine, kann die Maschine selbsterregt werden und die Spannung unkontrolliert ansteigen.Die Bedingung für die Selbsterregung ist, dass xc < xd ist, wobei xc die kapazitive Lastreaktanz und xd die synchrone Direktachsenreaktanz ist.Die erforderliche Kapazität zum Laden einer einzelnen unbelasteten 420-kV-Leitung E2 /xc bis nach Panipat (Empfangsseite) betrug bei Nennspannung etwa 150 MVAR.In der zweiten Stufe, wenn eine zweite 420-kV-Leitung von äquivalenter Länge installiert wird, würde die Leitungsladekapazität, die erforderlich ist, um beide unbelasteten Leitungen gleichzeitig mit Nennspannung zu laden, etwa 300 MVAR betragen.

Die verfügbare Leitungsladekapazität bei Nennspannung vom Dehar-Generator, wie von den Lieferanten der Ausrüstung angegeben, war wie folgt:
(i) 70 Prozent Nenn-MVA, dh 121,8 MVAR Leitungsladung ist möglich mit einer minimalen positiven Erregung von 10 Prozent.
(ii)Bis zu 87 Prozent der Nenn-MVA, dh 139 MVAR Leitungsladekapazität, sind bei einer minimalen positiven Erregung von 1 Prozent möglich.
(iii) Bis zu 100 Prozent der Nenn-MVAR, d. h. 173,8 Leitungsladekapazität können mit ungefähr 5 Prozent negativer Erregung erreicht werden, und die maximale Leitungsladekapazität, die mit einer negativen Erregung von 10 Prozent erreicht werden kann, beträgt 110 Prozent der Nenn-MVA (191 MVAR ) laut BSS.
(iv) Eine weitere Erhöhung der Leitungsladekapazitäten ist nur durch eine Vergrößerung der Maschine möglich.Im Fall von (ii) und (iii) ist eine Handsteuerung der Erregung nicht möglich und es muss volles Vertrauen auf den kontinuierlichen Betrieb von schnell wirkenden automatischen Spannungsreglern gelegt werden.Es ist weder wirtschaftlich machbar noch wünschenswert, die Größe der Maschine zu vergrößern, um die Leitungsladekapazitäten zu erhöhen.Dementsprechend wurde unter Berücksichtigung der Betriebsbedingungen in der ersten Betriebsphase entschieden, für eine Netzladekapazität von 191 MVARs bei Nennspannung für die Generatoren durch Vorsehen einer negativen Erregung an den Generatoren zu sorgen.Ein kritischer Betriebszustand, der eine Spannungsinstabilität verursacht, kann auch durch die Trennung der Last am Empfängerende verursacht werden.Das Phänomen tritt aufgrund einer kapazitiven Belastung der Maschine auf, die durch den Drehzahlanstieg des Generators weiter nachteilig beeinflusst wird.Selbsterregung und Spannungsinstabilität können auftreten, wenn.

Xc ≤ n2 (Xq + XT)
Wobei Xc die kapazitive Lastreaktanz ist, Xq die Querachsen-Synchronreaktanz ist und n die maximale relative Überdrehzahl ist, die bei Lastunterdrückung auftritt.Es wurde vorgeschlagen, diese Bedingung für den Dehar-Generator zu umgehen, indem eine permanent angeschlossene 400-kV-EHS-Shunt-Drossel (75 MVA) am empfangenden Ende der Leitung gemäß den durchgeführten detaillierten Studien bereitgestellt wird.

Dämpferwicklung
Die Hauptfunktion einer Dämpfungswicklung ist ihre Fähigkeit, übermäßige Überspannungen im Fall von Leiter-zu-Leiter-Fehlern mit kapazitiven Lasten zu verhindern und dadurch die Überspannungsbelastung der Ausrüstung zu reduzieren.Unter Berücksichtigung des entfernten Standorts und der langen Verbindungsübertragungsleitungen wurden vollständig verbundene Dämpferwicklungen mit einem Verhältnis von Quadratur- und Längsreaktanz Xnq/Xnd von nicht mehr als 1,2 spezifiziert.

Generatorkennlinie und Anregungssystem
Da Generatoren mit normalen Eigenschaften spezifiziert wurden und vorläufige Studien nur eine marginale Stabilität anzeigten, wurde entschieden, dass statische Erregungsgeräte mit hoher Geschwindigkeit verwendet werden, um die Stabilitätsgrenzen zu verbessern, um so die insgesamt wirtschaftlichste Anordnung der Geräte zu erreichen.Es wurden detaillierte Studien durchgeführt, um die optimalen Eigenschaften der statischen Erregungsausrüstung zu bestimmen, und in Kapitel 10 diskutiert.

Seismische Überlegungen
Das Dehar-Kraftwerk fällt in eine seismische Zone.Die folgenden Bestimmungen für das Design des Hydrogenerators in Dehar wurden in Absprache mit den Geräteherstellern und unter Berücksichtigung der seismischen und geologischen Bedingungen vor Ort und des Berichts des Koyna Earthquake Experts Committee vorgeschlagen, das von der indischen Regierung mit Unterstützung der UNESCO eingesetzt wurde.

Mechanische Festigkeit
Dehar-Generatoren müssen so konstruiert sein, dass sie der maximalen Erdbebenbeschleunigungskraft sowohl in vertikaler als auch in horizontaler Richtung, die bei Dehar erwartet wird und in der Mitte der Maschine wirkt, sicher standhalten.

Eigenfrequenz
Eigenfrequenz der Maschine weit entfernt (höher) von der Magnetfrequenz von 100 Hz (doppelte Generatorfrequenz) gehalten werden.Diese Eigenfrequenz wird weit entfernt von der Erdbebenfrequenz sein und auf ausreichenden Spielraum gegenüber der vorherrschenden Erdbebenfrequenz und der kritischen Drehzahl des rotierenden Systems überprüft.

Stütze des Generatorstators
Der Generatorstator und die unteren Schub- und Führungslagerfundamente umfassen eine Anzahl von Sohlenplatten.Die Sohlenplatten werden seitlich zusätzlich zur normalen vertikalen Richtung durch Fundamentbolzen mit dem Fundament verbunden.

Design des Führungslagers
Führungslager müssen vom Segmenttyp sein und die Führungslagerteile müssen verstärkt werden, um der vollen Erdbebenkraft standzuhalten.Die Hersteller empfahlen außerdem, die obere Halterung seitlich mit dem Fass (Generatorgehäuse) mittels Stahlträgern zu verbinden.Das würde auch bedeuten, dass das Betonfass wiederum verstärkt werden müsste.

Vibrationserkennung von Generatoren
Es wurde empfohlen, Vibrationsdetektoren oder Exzentrizitätsmesser an Turbinen und Generatoren zu installieren, um eine Abschaltung und einen Alarm auszulösen, falls die erdbebenbedingten Vibrationen einen vorbestimmten Wert überschreiten.Dieses Gerät kann auch verwendet werden, um ungewöhnliche Vibrationen einer Einheit aufgrund von hydraulischen Bedingungen zu erkennen, die die Turbine beeinflussen.

Quecksilberkontakte
Starke Erschütterungen aufgrund von Erdbeben können bei Verwendung von Quecksilberkontakten zu Fehlauslösungen führen, um eine Abschaltung einer Einheit einzuleiten.Dies kann vermieden werden, indem entweder Quecksilberschalter mit Anti-Vibrations-Typ spezifiziert werden oder, falls erforderlich, Zeitrelais hinzugefügt werden.

Schlussfolgerungen
(1) Erhebliche Einsparungen bei den Kosten für Ausrüstung und Struktur im Kraftwerk Dehar wurden erzielt, indem eine große Einheitsgröße angenommen wurde, wobei die Größe des Netzes und sein Einfluss auf die Reservekapazität des Systems berücksichtigt wurden.
(2) Die Kosten der Generatoren wurden reduziert, indem ein Schirmkonstruktionsdesign übernommen wurde, das jetzt für große Hochgeschwindigkeits-Hydrogeneratoren aufgrund der Entwicklung von hochfestem Stahl für Rotorrandstanzungen möglich ist.
(3) Die Beschaffung von natürlichen Generatoren mit hohem Leistungsfaktor nach eingehenden Studien führte zu weiteren Kosteneinsparungen.
(4) Der normale Schwungradeffekt der rotierenden Teile des Generators an der Frequenzregelstation in Dehar wurde aufgrund des großen Verbundsystems als ausreichend für die Stabilität des Turbinenreglersystems angesehen.
(5) Spezielle Parameter von abgesetzten Generatoren, die HöS-Netze speisen, um die elektrische Stabilität sicherzustellen, können durch schnell reagierende statische Erregungssysteme erfüllt werden.
(6) Schnell wirkende statische Erregungssysteme können die erforderlichen Stabilitätsspielräume bereitstellen.Solche Systeme erfordern jedoch stabilisierende Rückkopplungssignale, um Stabilität nach dem Fehler zu erreichen.Detaillierte Studien sollten durchgeführt werden.
(7) Selbsterregung und Spannungsinstabilität entfernter Generatoren, die über lange HöS-Leitungen mit dem Netz verbunden sind, können verhindert werden, indem die Leitungsladekapazität der Maschine durch Rückgriff auf negative Erregung und/oder durch den Einsatz von dauerhaft angeschlossenen HöS-Nebenschlussdrosseln erhöht wird.
(8) Bei der Auslegung von Generatoren und deren Fundamenten können Vorkehrungen getroffen werden, um gegen seismische Kräfte mit geringen Kosten Schutz zu bieten.

Hauptparameter von Dehar-Generatoren
Kurzschlussverhältnis = 1,06
Transiente Reaktanz direkte Achse = 0,2
Schwungradeffekt = 39,5 x 106 lb ft2
Xnq/Xnd nicht größer als = 1,2